1000kV特高压交流输电技术在广东电网应用的初步可行性研究

李蓉蓉， 王 路

(1.南方电网科学研究院，广东 广州 510080；2.广东省电力设计研究院，广东 广州 510663)

特高压输电是当今世界电力技术的制高点。从20世纪60年代以来，美国、前苏联、意大利、日本等国家先后制定了特高压输电计划，并相继建成了特高压输电试验室、试验场，对特高压输电可能产生的工程问题(如过电压、可听噪声、无线电干扰、生态影响等)进行了大量研究，取得了重要进展。我国第一条1000kV晋东南～南阳～荆门特高压交流试验示范工程正式投入运行。

从整个南方电网来看，随着西南水电和境外水电资源的开发，远景南方电网西电东送规模将继续增大，2020年南方电网西电东送规模约为58620MW，到2030年总规模将达到72620MW，输电距离约为1000km～1600km。长距离、大容量输电是我国未来电网发展的必然趋势，特高压输电正是具备这一能力的输电方式。

从优化资源配置，远距离大规模向粤桂地区送电角度来看，南方电网存在采用1000kV特高压交流技术的可能性。另一方面，远景广东电网将面临外区送入电力规模进一步扩大，珠江三角地区负荷密度增大，输电走廊资源紧张、多直流集中落点及粤东、粤西两翼大规模电源送出等问题， 1000kV特高压交流输电技术成为广东电网未来发展的重要输电方式选择之一。

1 广东电网应用1000kV特高压交流输电技术的必要性

1.1 优化资源配置，满足西电东送要求

从能源资源状况来看，广东一次能源资源缺乏，属缺能地区。广东水力资源理论蕴藏量531.6亿kWh，仅占全国水力资源的1%左右；全省水电已开发7884MW，开发率已达到95.6%，潜力非常有限，而且开发的代价逐步加大。煤炭资源储量少，全省煤炭保有储量约6.3亿t，约占全国的0.6‰，自2006年起已停止开采，省内所需煤炭已全部依靠其它产煤省份调运和从国外进口。陆上风力资源高产区可开发容量7000MW，约占全国的2.8%，近海风力资源待进一步明确。

广东省能源供应安全体系脆弱，受能源运输及能源价格波动影响较大。随着广东能源需求的进一步增长，能源供应的安全问题将更加突出。从长远来看，通过西电东送，优先利用西部水电资源，推进区域资源优化配置，提高能源利用效率，是解决广东能源需求的一个重要途径。另外广东电网是一个以火电为主的电网, 2020年火电装机约占省内装机64.1%，西南水电的送入可在南方电网范围内实现资源优化配置，减少广东火电装机，提高替代效益。若考虑同时在丰水期增加送入云南季节性电能，可减少水电的弃水电量，降低了火电发电成本。

根据西南水电外送总体规划、藏东南水电基地开发外送规划以及大湄公河次区域水电规划和南方电网电力工业发展“十二五”及中长期规划研究等相关成果，2015年广东接受区外送电为38080MW，2015～2030年增加20000MW。若考虑西南水电开发的不确定性和季节性电能的送入，广东2015年～2030年还将接受外区电力大约20000MW～36000MW。远景受入的云南、缅甸和西藏水电距广东负荷中心大约1600km以上，如果仍采用500kV交流电压等级，需送电线路至少14回，线路走廊占地面积约117.6万亩，理论线损约为8070MW；若采用±800kV特高压送电，需送电线路6回，线路走廊占地面积约109.4万亩，理论线损约为2140MW。若采用1000kV特高压送电，需送电线路6回，线路走廊占地面积约68.4万亩，理论线损约为2300MW。从节约用地和降低网损两方面综合来看，采用1000kV特高压送电方式优于500kV交流方案和直流方案(1000kV特高压按同塔双回线宽95m，500kV线路按照同塔双回线宽70m，±800kV特高压按线宽76m)。

因此，从优化资源配置，满足广东电力发展需要，提高输电通道的输送能力，节约能源的角度来看，有必要采取1000kV特高压输电方式，建设西电东送特高压输电通道。南方电网1000kV特高压西电东送通道的建设，是广东省内特高压电网发展建设的契机；特高压输电通道和省内特高电网的建设，实现在南方地区和广东省内优化配置资源。

1.2 满足珠江三角地区电力需求持续快速发展的客观需要

从历史发展来看，受端网架的最高一级电压随机组/电厂容量增大而增高，实际上也随负荷密度增大而增高，是以市场为导向。因为受端网架必须将区内、外电源有效经济的送给用户。负荷对应于区内外送入受端网架的电源总容量，而负荷密度则为单位面积所供负荷。

根据世界银行的划分，人均GDP 3126～9655美元即为中等收入国家。2005年珠江三角洲地区人均GDP约为5400美元/人，从人均GDP水平看，目前珠江三角洲地区已属于中上等收入地区；三产比例为2.76:50.92:46.32，其产业结构与日本70、80年代的情况相似。

20世纪70、80年代日本东京电力需求快速增长，为了将巨大能源送往东京地区并解决远距离输电、输电走廊紧张、500kV电网的短路电流超标和未来远距离输送电力的稳定问题等，90年代建设了1000kV特高压工程。进入21世纪后，由于其电力发展变缓，1000kV线路降压运行。

进入21世纪后，发达国家(地区)用电量基本达到饱和，近几年人均用电量年均增长速度基本在2%以下。与东京电力情势极为类似，珠江三角洲地区人均用电量增长较快，特别是2000年以后更保持了2位数增长，但电源自给能力差。2005年珠江三角洲负荷密度827kW/m2，为2001年日本东京负荷密度的1/2，预计到2030年珠江三角洲负荷密度可达到2782kW/m2～3477 kW/m2，为2001年日本东京负荷密度的2倍，而电力缺口达到75000MW～60000MW。届时珠三角地区线路走廊资源制约因素将更加突出，短路电流水平的控制将更加困难。远景采用特高压交流送电方式，将外区电力送入珠江三角洲地区，是满足负荷发展的客观需要。

1.3 节约土地资源，提高单位输电走廊送电能力的需要

从目前广东电网的建设情况来看，城市中心、周边地带建设变电站经常与城市规划发生冲突，加之要避让基本农田，变电所(换流站)选址越来越困难。同时，在电网规模不断扩大的形势下，线路走廊已经成为一种宝贵的稀缺资源，特别在一些经济较发达的珠三角地区，线路路径选择与协调难度很大。

受到环保空间的限制，自身煤电建设空间有限，在考虑区内储备气电电源后预计2015年～2030年珠三角地区电力缺口为57600MW，需通过区外送入电力满足其供电需求。考虑到2015年网架输送裕度，2015年～2030年为广东电网需新建输电通道以满足珠三角地区31600MW电力需求。

采用1000kV交流送出，1000kV线路导线截面按8×500mm2，每回线路送电能力按8000MW瓦考虑，至少需建4回1000kV交流送电通道；采用500kV交流送出，500kV线路导线截面按4×720mm2，每回线路送电能力按3000MW考虑，需建设12回500kV交流送电通道。若考虑规划省外送电采用特高压直流，则需建设3回直流和6回500kV交流送电通道。

对不同电压等级送电方案，广东境内网架建设走廊资源占用情况做初步分析：

(1)交流1000kV方案：考虑广东围绕粤中负荷中心形成1000kV交流大环网，另外向粤东建设2回1000kV通道。初步估计广东省内需架设1000kV线路长度约1080km，500kV线路长度约150km，占地面积约17万亩；

(2)交流500kV方案：考虑广东网新增西电东送通道8回500kV交流通道，另外向粤北、粤东和粤西建设6回500kV通道。同时围绕粤中负荷中心的环网进一步扩大和加强，初步估计需新增500kV线路长度约1960km，占地面积约20.6万亩。

以上比较看出，交流1000kV输电方案在节省广东土地资源上比采用500kV电压等级方案具有明显的优势。

1.4 适应低碳经济发展需要

电网走向低碳时代的发展路径，一是支持绿色能源开发利用；二是在做好自身节能降耗的同时，引导上下游产业和全社会节能环保；三是为用户提供安全可靠、清洁环保、经济上可承担的电力。适时发展特高压交流与这3条发展路径密切相关。

(1)特高压交流电网的建设为西南水电送入提供了便利的条件。可以有利加快邻近水电的开发进度，2015年～2030年还将接受外区电力大约20000MW～36000MW，基本上全部是清洁水电。若其中一半采用特高压输送，电力大约为10000MW～18000MW。按利用小时数4500h计算，则每年输送清洁水电450～810亿kWh，减少碳排放3550～6400万t。

(2)特高压交流输电能有效提高广东电网内部的输送能力，未来广东电网建设大型电源基地，提高煤炭使用效率，减少碳排放提供了良好的条件。据研究，超临界机组煤耗比平均水平降低约10%，每年一台百万级的超临界机组碳排放量比常规机组减少约40万t，但超临界机组电厂规模大，在负荷密集中心建设相对困难。特高压电网的建立能够有效地发挥这类大型机组的作用，有效地将电力输送到负荷中心。

(3)特高压交流电网能够适应电网、电源协调发展的需要，优化电力布局，有效解决500kV电网因输送能力不足带来的安全稳定问题，显著提高电网运行的安全性和可靠性。作为未来智能电网发展的主干网架，发展特高压交流输电增强了电网结构，增加了电网可靠性，对未来大量可再生能源接入网提供了坚强的支撑；为智能电网的建设与发展；为用户提供安全可靠、清洁环保的电力提供了条件。

(4)特高压交流电网自身节能效益优异，对低碳经济的发展也起到积极的作用。特高压输电线路综合损耗比500kV常规型线路方案约节省54%，以200km线路输送5000MW功率进行比较，初步估算特高压交流线路节约线路损耗约37MW，以利用小时3500h计，每年节约电量1.3亿kWh，减少碳排放约10.3万t。

总之，积极发展建设特高压交流，增强外部水电送入负荷中心的能力，加快智能电网的建设，为增强供电可靠性提供支持，可有效降低输电损耗，为低碳经济发挥积极的作用。

2 广东远景1000kV特高压交流网架方案设想

2.1 负荷水平

根据广东省经济发展规划，结合广东电网实际情况，《广东电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》对广东全社会用电量和全社会用电最高负荷进行了预测。预计2020年全社会用电量7800亿kWh，全社会用电最高负荷140000MW，“十三五”期间年均增长率分别为5.2%和5.6%；预计2030年全社会用电量9600亿kWh，全社会用电最高负荷175000MW，2021年～2030年10年期间年均增长率分别为2.1%和2.3%。

2.2 电源规划及电力平衡

2.2.1 区外送电广东容量

根据《南方电网电力工业“十二五”及中长期发展规划》报告中提出的西电东送容量规划，至2015年外区送电广东容量预计将达到38080MW。“十三五”期间，规划新增云南水电及境外水电共计12000MW电力送广东，至2020年外区送电广东容量预计将达到50080MW。远期到2030年，规划在2020年基础上，新增境外水电8000MW，即到2030年外区送电广东总容量达到58080MW。

2.2.1 电源规划

根据《广东电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》研究成果，预计2015年广东省内总装机102410MW，2020年广东省内总装机127710MW。

根据广东省电源建设方针和省内储备电源，初步规划2021年～2030年广东省内新增发电装机容量33560MW，其中煤电14800MW，核电14500MW，气电4260MW。

2.2.3 广东省内区域电力平衡

根据负荷预测和电源规划，2030年粤北地区约有4450MW的电力送出，粤东地区约有10230MW电力送出，粤西地区约有7330MW电力送出。再考虑2015年～2030年，西电新增送电广东容量20000MW，广东电网内部约有40000MW的功率交换。

2.3 广东特高压方案设想

2.3.1 远景方案设想

根据《南方电网电力工业发展“十二五”及中长期规划研究》研究成果，2030年南方电网规划丽江～东川～安顺～桂林～佛冈1000kV西电东送特高压交流输电通道。

根据广东受电规模、省内电源规划和区域平衡，广东电网远景规划4座特高压交流变电站，即恩平、佛冈、惠东和粤东站。在粤中地区形成恩平～佛冈～惠东双回路特高压环网，另外在粤东地区规划建设粤东特高压站作为电源汇集点，通过粤东～惠东双回特高压输电线路向粤中供电。

恩平～佛冈～惠东～粤东各段线路长度分别为330km、250km、180km。对于1000kV线路来说，其线路的充电功率大致为4.85Mvar/km，因此对于200km左右的线路在线路两侧各安装一组600Mvar的高压电抗器；对于300km长的线路考虑在线路两侧各安装一组720Mvar的高压电抗器；对于180km长的线路考虑在线路两侧各安装一组300Mvar的高压电抗器。

图1 远景广东特高压交流输电方案示意图

2.3.2 过渡方案设想

根据广东远景特高压交流方案，提出以下2种过渡方案：

(1)以云南水电外送广东、广西送电工程为契机，建设丽江～东川～安顺～桂林～佛冈特高压西电东送输电通道，广东省内则将建设佛冈～惠东双回特高压交流通道，预计其实施时机应在“十三五”期间。

(2)适应受端广东电网的发展，考虑在广东电网内部首先开始建设特高压输变电工程。为保证广东特高压电网初期能具有较高的安全性和可靠性，可考虑为规模较大的电源点的送出工程。粤东地区储备电源较多，单个电厂最终规模较大如陆丰核电、惠来电厂。广东电网可考虑在粤东地区建设惠东～粤东双回特高压交流电源送出线路，作为广东电网特高压电网的起步工程，预计其实施时机应在“十三五”期间。

3 结论

从优化资源配置、满足广东珠三角地区电力发展需要、节约土地资源、提高单位输电走廊送电能力、解决大规模电源送出问题和适应低碳经济发展需要等方面，广东电网具有建设1000kV特高压交流电网的必要性。

“十二五”、“十三五”期间是广东电网大规模接受西南水电、大规模发展的核电、构建优化电网网架的重要时期，为满足各时期西电东送需要，保证东西两翼电源送出要求，避免过多直流落点珠三角负荷中心地区对电网安全带来的不利影响，宜尽快开展特高压交流输电技术应用专题研究，尽早对今后西电东送、省内大型电源送出等输电电压等级、输电方式进行战略决策。

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